Использование многозонного ГРП в ЛУКОЙЛ Multi Zone Hydro

ГРП
Использование
многозонного ГРП в ЛУКОЙЛ
Multi Zone Hydro Fracturing
at Lukoil
В 2013-2015 годах ЛУКОЙЛ планирует пробурить 449
горизонтальных скважин с последующим применением
многозонного гидроразрыва пласта (ГС с МГРП).
В 2012 году ЛУКОЙЛ пробурит 108 таких скважин.
В 2011 году с применением этой технологии было
введено в эксплуатацию 96 скважин. Применение этой
технологии уже показало высокую эффективность
на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами
Западной Сибири.
Так, МГРП на ГС на одном из пластов Урьевского
месторождения в Западной Сибири привело к росту
дебита скважины с 22 тонн до 68 тонн нефти в
сутки. В 2012 году на одной из скважин Урьевского
месторождения впервые в России был выполнен 8-ми
зонный МГРП. При этом дебит по нефти составил 91
тонну в сутки. На основе полученных данных проведено
геолого-гидродинамическое моделирование разработки
всего месторождения. Расчеты показали, что в целом
по месторождению применение ГС с МГРП приведет к
увеличению проектных дебитов нефти новых скважин
с 17 тонн в сутки до 46 тонн в сутки. При этом за счет
увеличения коэффициента извлечения нефти прирост
извлекаемых запасов Урьевского месторождения
составит 4,8 млн. тонн, проектный фонд скважин
сократится на 38%, а экономические показатели
разработки месторождения улучшатся в 1,6 раза.
В 2012 году ЛУКОЙЛ начал бурение ГС с МГРП в
Пермском крае и в Республике Коми. В частности,
ООО <ЛУКОЙЛ-Пермь> ввело в эксплуатацию
несколько таких скважин с дебитами по нефти 40-46
тонн в сутки. ЛУКОЙЛ также получил положительный
результат при испытании ГС с МГРП на газовых
объектах Пякяхинского месторождения в ЯНАО. Дебит
по газу в 2 раза превысил дебиты горизонтальных
скважин со стандартным заканчиванием.
40 ROGTEC
Between 2013-2015, LUKOIL plans to drill 449 horizontal
wells using multi-zone hydrofracturing (HW with MZHF).
During 2011, 96 of these wells were drilled and by the
end of 2012, LUKOIL will have drilled a further 108. Using
this technology has proved highly effective on the difficult
reserves of Western Siberia. Indeed, one of the reservoirs
at the Uryevskoye field in Western Siberia increased daily
production from 22 to 68 tonnes of oil per day. In 2012,
an 8-zone MZHF was performed at one of the wells
of Uryevskoye field for the first time in Russia. Having
implemented this technology, oil production increased to
91 tonnes per day. Based on the on the data obtained, we
designed a geological hydrodynamic model for the entire
field development. The calculations determined that that
using HW with MZHF would result in a production increase
for new wells from 17 tonnes to 46 tonnes per day. Due
to increased oil recovery, our recoverable reserves rose
to 4.8 mln tonnes, with capital expenditure for these wells
decreasing by 38% and economical performance indicators
for deposit development improve by 1.6.
In 2012, LUKOIL started drilling HW with MZHF in Perm Kray
and the Komi Republic. In particular, LLC LUKOIL-Perm
commissioned a number of such wells with production rates
of between 40-46 tonnes per day. LUKOIL had also obtained
positive results when testing HW with MZHF for gas assets
at the Pyakyakhinskoye field in Yamal-Nenets Autonomous
region. Production rates on gas were 2 times higher than that
for horizontal wells with conventional completion.
In Western Siberia, and for the first time in Russia, LUKOIL
successfully performed multi-stage hydrofracturing (HF) on
a sidetracked well using a unique technology of sand-water
perforation and HF AbrasiFRAC from Schlumberger. This
technology allows sand-water perforation trough flexible
tubing with subsequent HF in one operation, which makes
it possible to decrease the average well development
www.rogtecmagazine.com
FRACTURING
В Западной Сибири, впервые в России, ЛУКОЙЛ
успешно применил многостадийный гидроразрыв
пласта (ГРП) в боковом горизонтальном
стволе скважины по уникальной технологии
гидропескоструйной перфорации и ГРП
<AbrasiFRAC>. Эта технология заключается в
проведении гидропескоструйной перфорации
через гибкие насосно-компрессорные трубы с
последующим ГРП за одну операцию, что позволяет
сократить среднее время освоения скважины,
ускорить ее ввод в эксплуатацию, а также
активизировать извлечение углеводородного сырья
из пласта.
В настоящее время с применением технологии
<AbrasiFRAC> введены в эксплуатацию пять скважин на
Повховском, Нонг-Еганском, Тевлинско-Русскинском и
Урьевском месторождениях. Суточный дебит этих скважин
в среднем вырос в два раза с 17 до 34 тонн в сутки.
ЛУКОЙЛ впервые в России провел тестовую
операцию гидравлического разрыва пласта (ГРП) в
море на скважине №8 месторождения им. Владимира
Филановского в северной части Каспия.
По результатам разведочного бурения на открытом
в 2005 году месторождении им. В. Филановского
были выявлены три залежи: газоконденсатная
в альбском ярусе, газоконденсатнонефтяная в
аптском и газонефтяная - в неокомском надъярусе
нижнемеловых отложений.
Разведочная скважина №8 была пробурена в 2011 году
с целью доразведки месторождения. До проведения
ГРП максимальный приток нефти при испытании
продуктивных пластов в скважине №8 составил 3,7
тонн нефти в сутки. После применения ГРП приток
вырос в 20 раз.
На основании результатов ГРП на скважине №8,
выполнен прогнозный расчет вариантов освоения
запасов нефти аптской залежи и ввода ее в
разработку. Результаты расчетов свидетельствуют
о том, что при разработке аптской залежи с ГРП в
добывающих скважинах дополнительно будет введено
в разработку 44 млн. тонн запасов.
time, ensure its timely commissioning and also boost
hydrocarbon production from the reservoir.
To date, five wells have been commissioned using
AbrasiFRAC technology at Povkhovskoye, NongYeganskoye, Tevlinsko-Russkinskoye and Uryevskoye
fields. Daily production of these wells grew on average
two fold from 17 to 34 tonnes per day.
Also for the first time in Russia, LUKOIL performed a
test HF operation offshore at well #8 at the Vladimir
Filanovsky deposit in the Northern Caspian. Based on
exploration drilling at V.Filanovsky deposit in 2005, three
accumulations had been highlighted: gas condensate
field in the Albian, gas condensate and oil type in the
Aptian and gas and oil type in Neocomian superstage
of the lower Cretaceous. An Exploration well, #8, was
drilled in 2011 for additional field exploration. Before
HF, the maximum oil influx during productive reservoir
testing in well #8 comprised 3,7 tonnes of oil per day.
After HF, the influx increased 20 fold.
Based on HF results for well #8, calculations were
made in order to develop oil reserves in the Aptian
accumulation. The results demonstrated that the
development of this formation using HF in producing
wells will result in an additional 44 mln tonnes of
reserves.
We also drilled 4 horizontal wells at the Yuri Korchagin
field n the Caspian sea, ranging from 2 to 5 km with
initial production rates ranging from 4 to 10 thousand
barrels per day. These wells, based on their parameters,
are grouped in the toughest category under international
classification.
During drilling operations, we set a new Russian national
record by drilling the horizontal section to 3770 m. We
plan to drill 4 more horizontal wells at Yuri Korchagin
during 2012, and the well may indeed exceed 6 km.
Based on results of our exploration work in 2012, the
Company expects a significant increase of recoverable
oil reserves at Y. Korchagin field of about 50% to a total
360 mln. barrels.
В 2012 году на месторождении им. Юрия Корчагина
в Каспийском море ЛУКОЙЛ пробурил 4 скважины
с длиной горизонтального ствола от 2 до 5 км и
начальными дебитами в диапазоне от 4 до 10 тысяч
баррелей в сутки.
В 2013 году на месторождении им. Корчагина
планируется пробурить еще 4 горизонтальные
скважины. Максимальный отход от вертикальной части
может превысить 6 км.
По своим параметрам такие скважины попадают
в категорию самых сложных по международной
классификации. В ходе буровых работ был
поставлен рекорд по России: рейсовая проходка в
горизонтальном стволе составила 3770 м.
По результатам проведенных в 2012 году
геологоразведочных работ Компания ожидает
значительного роста извлекаемых запасов нефти
месторождения им. Ю.Корчагина примерно на 50% до
360 млн. барр.
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 41